Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан (стр. 27 )

Условия применения технологии: В первый период обследования необходимо проводить для выявления мест утечек. В последующие годы следует сосредотачивать внимание на инспектировании и ремонте узлов, наиболее подверженных утечкам, устранение которых оценивается как экономически эффективное для снижения эмиссии метана. Практика применима к наземным установкам.

Примеры использования: EPA. Опыт, полученный партнёрами программы Natural Gas STAR “Bay State Gas, PG&E National Energy Group” (сейчас “Gas Transmission Northwest”), “KM Interstate Gas Transmission” (в настоящее время “Kinder Morgan Inc.”).

Экономические показатели: Капитальные затраты (включая установку) = < $1,000 (< 36 500 руб.). Затраты на эксплуатацию и техническую поддержку (годовые) = $ 100 - $ 1,000 (3 600 – 36 500 руб.). Объем ежегодной экономии метана 10,2 тыс. м3 рассчитан по устраненным утечкам, обнаруженным на одном продувочном клапане сбросного патрубка и на уплотнении штока клапана управления на отдаленной газосборной компрессорной станции. Затраты на техническое обслуживание включают поджим уплотнения штока клапана и восстановление продувочного клапана на месте. При этом имеется информация о сокращении эмиссии метана в объеме 34 тыс. м3/год, полученных по результатам проведения на 12 отдаленных участках, а годовой объем сокращения эмиссии 877,8 тыс. м3/год, получен в результате проведения обследования на 647 отдаленных узлах. Применение данного метода окупается менее чем за три года и возможно только для узлов, на которых обнаружение и устранении утечек рентабельно. Затраты на обследование составили $200 на станцию при одновременном обследовании сразу нескольких станций на отдаленном участке. Для большинства случаев имеет место экономическая эффективность в результате обнаружения и устранения утечек на уплотнении штока клапана, продувочном клапане, пилотных клапанах двигателя и клапанах сброса давления, где ремонт зачастую сводится только к поджиму клапана или уплотнения. Восстановление продувочного клапана может составить $720, включая трудозатраты и материалы. Сокращение эмиссии метана достаточно эффективный проект. Срок окупаемости: 1-3 год

Справочная литература: http://www. epa. gov/gasstar/documents/russian/conduct_ diandm(rus).pdf

Таблица 6.16 – Технология установки конденсаторов для складских резервуаров хранения сырой нефти.

Описание технологий и методов реализации процесса: Установка конденсаторов для складских резервуаров хранения сырой нефти. В Соединенных Штатах существует около 573 000 резервуаров для хранения сырой нефти. Эти резервуары используются для хранения нефти в течение короткого периода времени для стабилизации ее потока между эксплуатационной скважиной и трубопроводом или погрузочным пунктом. Во время хранения легкие углеводороды, растворенные в сырой нефти, включая метан и другие летучие органические соединения (ЛОС), газоконденсатные жидкости (ГЖ), опасные загрязнители воздуха (ОЗВ) и другие инертные газы, испаряются и собираются в свободном пространстве между жидкостью и закрытой крышкой резервуара. Поскольку уровень жидкости в резервуаре изменяется, эти пары часто выходят в атмосферу. Единственным способом предотвращения эмиссии легких паров углеводородов и получения значительной экономии является установка конденсаторов на нефтехранилищах. Конденсаторы представляют собой относительно простые системы, в которых конденсируется около 95 %в паров с высокой теплотворной способностью. Эти объемы пара можно использовать на собственные нужды на производственных участках в качестве топлива, либо реализовать сторонним потребителям. В настоящее время в нефтедобывающей отрасли установлено примерно 8 000 - 10 000 конденсаторов, к которым подсоединено в среднем четыре резервуара. Технология позволяет получить существенную экономию от конденсации и продажи пара и в то же время значительно сократить эмиссию метана и загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

На рисунке приведена схема конденсатора, установленного на отдельном резервуаре для хранения сырой нефти (система многосекционного резервуара общепринятая). Пары углеводорода, извлеченные из резервуара под низким давлением, обычно варьирующегося от 2 до 14 кПа, подаются на сепаратор (всасывающую трубу газоочистителя) для сбора углеводородной жидкости, которая конденсируется. Жидкость обычно рециркулируется в резервуар для хранения нефти. Из сепаратора пары выводятся через компрессор, который обеспечивает низкое давление всасывания в систему конденсатора. (Для предотвращения создания вакуума в верхней части резервуара при откачке нефти, когда уровень нефти снижается, конденсатор оснащен устройством

Продолжение таблицы 6.16

управления, перекрывающего компрессор и открывающего обратный поток пара в резервуар). Затем количество паров замеряется и удаляется из системы конденсатора для подачи в трубопровод или на топливную станцию.

Экономия: Годовой объем потерянного газа из складских резервуаров сырой нефти может варьироваться от 139 до 2718 тыс. м3, а чистая прибыль от продажи метана 72 000 – 1 407 924 руб./год.

Требования к системе, условия применения: -  использование программного обеспечения E&P Tank как эффективного инструмента оценки количества и состава паров, выходящих из резервуаров хранения нефти; -  конденсация пара может обеспечить получение прибыли за счет относительно низкой стоимости технологии и при наличии рынка сбыта продукта с высокой теплотой сгорания; -  конденсаторные установки должны быть установлены в тех случаях, когда они являются экономически выгодными с учетом всех возможных экологических и экономических преимуществ; -  из-за очень низкого перепада давления между резервуаром хранения нефти и компрессором рекомендуется использование труб большого диаметра для меньшего сопротивления газовому потоку; -  габариты конденсаторов должны подбираться с учетом переработки максимальных объемов паров, поступающих из резервуара (этот объем выбирается как удвоенный среднесуточный объем);

Продолжение таблицы 6.16

-  на конденсаторы рекомендуется устанавливать ротационный пластинчатый компрессор для подачи малых объемов газа при низком давлении; -  очень важно выбирать надежные, чувствительные системы управления для обеспечения открытия и закрытия автоматизированных клапанов газового потока при очень низком давлении.

Примеры использования: EPA. Опыт, полученный партнёрами программы Natural Gas STAR.

Экономические показатели: Капитальные затраты и затраты на установку - $26470 – $77000 (964 800 - 2 806 600 руб.). Стоимость ежегодного эксплуатационного и технического обслуживания - $5250 – $12000 (191,4 – 437,4 тыс. руб.) в зависимости от емкости конденсаторов и мощности компрессора. Период окупаемости - от 3 месяцев до 3,4 лет. Компании, использующие для хранения нефти резервуары с неподвижной крышей, оценку эффекта по установке конденсаторов осуществляют по этапам: Этап 1: Выбор возможного места установки конденсатора. Этап 2: Определение объема эмиссии паров. Этап 3: Определение стоимости возвращения паров в жидкую фазу. Этап 4: Определение стоимости проекта Этап 5: Экономическая оценка проекта.

Установка конденсаторов экономически выгодна и зависит от конъюнктуры цен на конденсированные пары на местном рынке. Конденсаторы могут обеспечить существенные экологические и экономические выгоды для нефте - и газодобывающих компаний. Газы, испарившиеся из сырой нефти и конденсированные в установках, могут быть выгодно реализованы или использованы при различных операциях. Конденсированные пары можно использовать для: подачи в газосборный трубопровод ипоследующей реализации высококачественного природного газа с высокой теплотворной способностью; в качестве топлива для собственных нужд; подсоединения к регулировочному узлу для отделения газоконденсата и метана, если объем газоконденсата и его стоимость коммерчески привлекательны. Срок окупаемости: несколько месяцев – несколько лет.

Справочная литература: http://www. epa. gov/gasstar/documents/russian/ll_final_vap(rus)2.pdf

Наиболее эффективными технологиями снижения выбросов метана в атмосферу при транспортировке природного газа является применение МКС для откачки газа из трубопровода при проведении ремонта, врезка под давлением и устранение утечек в запорной арматуре. При внедрении таких технологий были достигнуты следующие результаты, которые можно отнести к «положительному эффекту».

Так, одна МКС обеспечивает экономию порядка 3 млн. м3. МКС может работать в экстремальных климатических условиях Сибири при температурах от -40°C до +40°C и укладывается в нормативы (показатели, устанавливаемые газовой компанией) по откачке газа из магистрального газопровода на участке в 30 км за 72 часа при давлении с 70 до 6 атм.

Выявление и устранение утечек в запорной арматуре путем замены негерметичной запорной и запорно – регулирующей арматуры обеспечивает экономию порядка 9 тыс. т/год природного газа..

При добыче газа, уменьшение выпуска газа в атмосферу при продувке скважин после внедрения мероприятия «закачка сухого газа в затрубное пространство для оптимизации работы самозадавливающихся скважин» позволяет сэкономить более 170 тыс. т/год метана.

Хранение конденсата под давлением обеспечивает экономию метана более 500 т/год для четырех установленных резервуаров хранения конденсата под давлением.